Fluido

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Monografia de Graduação 
Monitoramento das propriedades químicas e
físicas dos fluidos de perfuração
Klismeryane Costa de Melo 
Natal, janeiro de 2009
 
 
TÍTULO 
Monitoramento das propriedades químicas 
e físicas dos fluidos de perfuração 
 
 
ALUNO DE GRADUAÇÃO 
Klismeryane Costa de Melo 
 
 
ORIENTADOR UFRN 
Professor Dr. Everaldo Silvino 
 
 
ORIENTADOR PETROBRAS 
Marcos Túlio Antunes 
 
 
PERÍODO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Natal/RN 
Janeiro/2009 
 
 
 
 
 
MELO, Klismeryane Costa de – Monitoramento das propriedades físicas e químicas dos 
fluido de perfuração. Monografia, UFRN, Departamento de Engenharia Química, Programa 
de Recursos Humanos – PRH 14/ANP. Área de concentração: Engenharia de Processos em 
Plantas de Petróleo e Gás Natural. 
 
Orientador: Prof. Dr. Eduardo Lins de Barros Neto 
Orientador Petrobras: Marcos Túlio Antunes 
 
RESUMO 
___________________________________________________________________________ 
RESUMO: Fluidos de perfuração são misturas de aditivos químicos utilizados em operações 
de perfuração de poço com a finalidade de carrear os cascalhos cortados pela broca, sustentar 
as paredes do poço etc. Estão classificados em fluido base óleo, ar ou água de acordo com sua 
fase dispersante. Os fluidos de perfuração base água são de tratamento mais simples e 
apresentam menos riscos de poluição. O tratamento desses fluidos é feito em campo através 
do monitoramento de suas propriedades físicas e químicas durante a circulação do fluido 
dentro do poço. Essas propriedades são a densidade, os parâmetros reológicos, força gel, os 
parâmetros de filtração, o teor de sólidos, pH, cloretos, alcalinidade etc. O objetivo deste 
trabalho é apresentar metodologias de análises de propriedades físicas e químicas, realizadas 
nas sondas de perfuração, para fluidos base água. 
Palavras chaves: fluido de perfuração, propriedades de fluido de perfuração. 
___________________________________________________________________________ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
Drilling fluids are used in well bore drilling. They are blends of chemical additives used with 
the purpose to remove the drill cuttings. They are classified in accordance with the dispersed 
phase that can be air, oil or water. The water-based drilling fluids are fluids of more simple 
treatment and show small power of environmental pollution. The treatment of this fluids has 
been made in the field by analyzes of its chemical and physical properties during fluid 
circulation inside the well. These properties are density, rheological parameters, gel force, 
filtration parameters, solid content, pH, chlorides, alkalinity, etc. The objective of this work is 
to present methodologies for the analyses of physical and chemical properties of water-based 
drilling fluids to be used in drilling rigs. 
___________________________________________________________________________ 
Keywords: Drilling fluids, physical properties, chemical properties 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMENTOS 
Agradeço primeiramente a Deus, pois sem Ele não teria conquistado nada em minha 
vida, Ele é a força que me conduz pelos lugares mais altos que eu possa imaginar, e que me 
segura e me ergue quando penso em fraquejar. 
Agradeço a minha família que sempre me apoio em todos os meus projetos de vida, 
em especial a minha mãe, Cícera e meu irmão Wellington, que em nenhum momento 
mediram esforços para tornar esse projeto uma realidade. Aos meus amigos de faculdades 
que sempre me ajudaram e compartilharam tantos momentos felizes ao longo desses cincos 
anos, em especial a Iléia pelo esforço em conseguir esse estágio e dedicação ao longo deste 
para torná-lo viável. Sem esquecer Nila, claro, amiga de todas as horas. 
Ao meu coordenador de estagio Prof. Dr Everaldo Silvino e ao meu Supervisor de 
estagio Engenheiro Químico Marcos Túlio Antunes Bezerra pela orientação e dedicação no 
desenvolvimento deste trabalho, contribuindo para minha formação acadêmica e profissional. 
A todos do IP (Intervenção em Poços do Ativo de Produção do Alto do Rodrigues), 
principalmente para os mais próximos: Assis, Eanes, Bacelar, Ironaldo, Jackelan, Rogério, 
Tássia, Cordeiro, Júlio, Arão, Gazel, Cícero, Evandro, Joaldo, Andréia, Teodósio, Ruy, 
Edfrance, Luna, Falcão, Walfredo, Ionaldo o meu muito obrigado pelo incentivo, 
informações e conselho durante o desenvolvimento deste trabalho e é claro pela amizade e 
conhecimentos compartilhados durante a nossa convivência. 
Aos motoristas, Zeca, João, Soldado, Sinobaldo e Raniery, pela alegria e respeito 
com que me conduziam. 
Aos amigos encontrados nesta empresa que vou carregar em meu coração para o resto 
da vida: Djacyr, Genigley, Geilson, Joanes, e Lincoln. 
À Estatal Petróleo Brasileiro S. A – PETROBRAS pela oportunidade dada. 
Ao corpo docente do curso de Graduação em Engenharia Química, principalmente ao 
Prof. Dr Eduardo Lins de Barros Neto, pela amizade, dedicação, companheirismo e antes de 
tudo pelo profissional que é. 
 
 
SUMÁRIO 
 
 
 
1 – INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 10
2 – ASPECTOS TEÓRICOS .................................................................................................... 12
2.1– Perfuração de poços de petróleo ....................................................................................... 12
2.2- Fluidos de perfuração ........................................................................................................ 13
2.3-Propriedades dos fluidos de perfuração ............................................................................. 14
2.4-Classificação dos fluidos de perfuração ............................................................................. 17
2.4-Controle de sólidos nos fluidos de perfuração ................................................................... 20
2.5-Equipamentos extratores de sólidos utilizados em sonda de perfuração do ATP-ARG.... 21
4 – METODOLOGIA DE ANÁLISE ...................................................................................... 25
4.1-Métodos Físicos ................................................................................................................. 25
4.1.1 Determinação da “VISCOSIDADE” MARSH .......................................................... 25
4.1.2 Determinação do teor de areia .................................................................................... 26
4.1.2 Determinação da massa específica ............................................................................. 27
4.1.4 Determinação dos parâmetros de filtração BTBP ...................................................... 28
4.1.5 Determinação do teor de líquidos e de sólidos ........................................................... 29
4.1.6 Determinação dos parâmetros reológicos e gelificantes ............................................. 30
4.2 - MÉTODOS QUÍMICOS .................................................................................................. 32
 4.2.1.- DETERMINAÇÃO DO pH COM PAPEL INDICADOR ....................................... 32
4.2.2 DETERMINAÇÃO DAS ALCALINIDADES: Pm, Pf e Mf ....................................... 32
6 - CONCLUSÃO .................................................................................................................... 37
7 - REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................ 39
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Lista de Figuras 
 
 
Figura 2. 1-Ciclo simplificado de fluido de perfuração ............................................................ 21
 
Figura 4. 1- Funil Marsh. Fonte: www.fann.com ..................................................................... 25
Figura 4. 2- Medidor de areia. Fonte: www.solotest.com.br ....................................................26
Figura 4. 3 - Balança densimétrica. Fonte: www.fann.com ..................................................... 27
Figura 4. 4: Filtro-prensa BTBP. Fonte: www.fann.com ......................................................... 28
Figura 4. 5 – Retorta. Fonte: www.fann.com ........................................................................... 29
Figura 4. 6 - Viscosímetro rotativo de cilindros co-axiais Fann mod. 35-a. Fonte: : 
www.fann.com ......................................................................................................................... 30
 
Lista de Tabelas 
 
 
Tabela 2. 1 – Tipo de fluidos utilizados no ATP/ARG ........................................................... 19
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO 1 
 
 INTRODUÇÃO GERAL 
 
 
Introdução Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2006 10 
 
 
1 – Introdução 
 
 Fluido de perfuração é usado como ferramenta essencial na perfuração de poços de 
petróleo. Sua importância se justifica pela função desempenhada durante a operação de 
perfuração. É competência dos fluidos de perfuração carrear os cascalhos cortados pela broca, 
sustentar a parede do poço, lubrificar a broca, controlar a pressão existente na formação etc. 
Essas funções são desempenhadas de acordo com as propriedades do fluido, que são 
previamente especificadas e formuladas de acordo com a formação. O controle dessas 
propriedades durante a operação é garantia de um bom desempenho do fluido dentro do poço. 
Esse controle é feito em campo por métodos de análises de parâmetros físicos e químicos. 
Durante vários anos utilizou-se fluido a base de óleo diesel, devido à excelente 
performance proporcionada à perfuração, comparado ao fluido base água. Porém em alguns 
lugares as leis ambientais vigentes não permitem o uso deste tipo de fluido. 
Nos campos de petróleo do Rio Grande do Norte, devido a exigências ambientais, o 
fluido de perfuração utilizado é base água. Este trabalho tem como objetivo apresentar uma 
visão geral sobre fluido de perfuração, bem como, as metodologias de análises para o 
monitoramento de algumas propriedades físicas e químicas de fluido de perfuração base água. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO 2 
 
ASPECTOS TEÓRICOS 
 
 
 
 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Setembro de 2008 12 
2 - Aspectos Teóricos 
2.1- Perfuração de poços de petróleo 
 
O processo de exploração de petróleo envolve a pesquisa por formação de rochas 
associadas com óleo ou depósitos de gás natural e compreende etapas que vão desde a 
prospecção geofísica, passando pela perfuração exploratória, desenvolvimento do poço 
quando economicamente viável e a sua exploração se forem achados hidrocarbonetos em 
quantidades suficientes, caso contrário o poço poderá ser abandonado. 
Em terra ou mar, a perfuração de um poço é um trabalho realizado sem interrupção, 
que só termina quando se atinge a profundidade programada ou o objetivo proposto para a 
perfuração. A perfuração em terra é feita com sonda de perfuração, constituída de estrutura 
metálica de mais de 40 metros de altura (torre) e de equipamentos especiais. 
A torre sustenta um tubo vertical, a coluna de perfuração, em cuja extremidade é 
colocada uma broca. Por meio de movimentos de rotação e peso transmitido pela coluna à 
broca, as rochas são perfuradas. Para contrabalançar as pressões existentes na formação, 
resfriar a broca, carrear a rocha triturada (cascalhos de perfuração) até a superfície, além de 
evitar desmoronamento das paredes do poço, é circulado na coluna um fluido de perfuração. 
O fluido é injetado por bombas para o interior da coluna de perfuração através da cabeça de 
injeção ou Swivel, e retorna à superfície através do espaço anular formado pelas paredes dos 
poços e a coluna. Ao atingir determinada profundidade, a coluna de perfuração é retirada do 
poço e uma coluna de revestimento de aço de diâmetro inferior ao da broca, é descida no 
poço. 
 O anular entre os tubos do revestimento e as paredes do poço é cimentado com 
finalidade de isolar as rochas atravessadas, permitindo então o avanço de perfuração com 
segurança. Após a operação de cimentação, a coluna de perfuração é novamente decida no 
poço, tendo na sua extremidade nova broca de diâmetro menor do que a do revestimento para 
o prosseguimento da perfuração. 
 Do exposto, percebe-se que um poço é perfurado em diversas fases, caracterizadas 
pelos diâmetros das brocas. No caso dos poços do Alto do Rodrigues e Fazenda Porcinho, a 
sua grande maioria é perfurada em duas fases. 
A fase inicial ou fase “um” abrange os níveis mais superficiais do terreno, onde é 
utilizado um fluido mais simples, composto de apenas bentonita sódica e água. Num segundo 
estágio, fase “dois”, é usado um fluido mais elaborado cuja composição oferece 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 13 
características que permitem uma obtenção de perfis geológicos, além de prover inibição 
físico-química dos argilo-minerais, reduzindo a interação rocha-fluido, entre outras. 
2.2 Fluidos de perfuração 
 
Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos 
químicos e, por vezes, até gases. Do ponto de vista químico, eles podem assumir aspectos de 
suspensão, dispersão coloidal ou emulsão, dependendo do estado físico dos componentes. 
O fluido de perfuração tem que ser estável do ponto de vista químico, estabilizar as 
paredes do poço mecânica e quimicamente, facilitar a separação dos cascalhos na superfície, 
manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso, ser inerte em relação a danos às 
rochas produtoras, aceitar qualquer tratamento, físico e químico, ser bombeável, apresentar 
baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e demais 
equipamentos do sistema de circulação, facilitar as interpretações geológicas do material do 
poço e apresentar custo compatível com a 
operação. 
 O escoamento do fluido de perfuração 
para baixo, pela tubulação de perfuração, e para 
cima, pelo poço, algumas vezes é interrompido, 
ou por causa de um problema ou para elevar a 
tubulação de perfuração para cima e para fora do 
poço, permitindo a troca da broca. Quando a perfuração pára, os cortes em suspensão no 
fluido podem afundar no poço, prendendo a broca. 
 
Os fluidos de perfuração são projetados com uma propriedade muito interessante que 
resolve esse problema. Sua espessura, ou viscosidade aumenta quando diminui o seu 
movimento. Quando o fluido pára de circular, ele forma um gel espesso que mantém os 
cortes de rocha em suspensão e evita que eles afundem no poço. 
Quando o fluido começa a circular novamente, ele torna-se mais fino e volta à forma 
líquida anterior, essa propriedade do fluido garante ao transporte dos cascalhos para a 
superfície, limpando assim o fundo do poço. 
O fluido também é responsável por exercer pressão hidrostática sobre as formações, 
evitando assim o influxo de fluidos indesejáveis (kick), e estabilizar as paredes do poço. 
 
 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 200814 
 
2.3 Propriedades dos fluidos de perfuração 
 
As propriedades de controle dos fluidos podem ser físicas ou químicas. As físicas são 
mais genéricas, ou seja, são válidas para qualquer tipo de fluido. Já as químicas são 
específicas para cada tipo de fluido. 
As propriedades físicas mais importantes e freqüentemente medidas nas sondas são as 
densidades, os parâmetros reológicos, as forças géis (inicial e final), os parâmetros de 
filtração e teor de sólidos. 
As propriedades químicas mais freqüentemente determinadas nos laboratórios das 
sondas são o pH, os teores de cloreto e de bentonita e a alcalinidade. O excesso de cal 
(determinada nos fluidos tratados por cal hidratada), teor de cálcio e de magnésio, a 
concentração de H2S e a concentração de potássio (testada nos fluidos inibidos por gesso). 
 
 Densidade 
 
Os limites de variação da densidade dos fluidos para perfurar uma determinada fase 
são definidos pela pressão atuante no fluido que se encontra no espaço poroso da rocha (limite 
mínimo) e pela pressão para qual a rocha se rompe (limite máximo) das formações expostas. 
A baritina (BaSO4) tem o poder de aumentar a densidade de um fluido. Este tem 
densidade de 4,25, enquanto a densidade dos sólidos perfurados é em torno de 2,6. Para 
reduzir a densidade dos fluidos à base de água, dilui-se com água (densidade 1,00) ou óleo 
diesel (densidade 0,82). 
 
 Parâmetros reológicos e forças géis 
 
O comportamento do fluxo de um fluido é definido pelos parâmetros reológicos. Para 
isto considera-se que o fluido é definido como um modelo reológico, cujos parâmetros vão 
influir diretamente no cálculo de perdas de cargas na tubulação e velocidade de transporte dos 
cascalhos. 
O controle de propriedades reológicas é de vital importância nas operações de 
perfuração, pois elas são responsáveis pela remoção dos cascalhos perfurados. Além disso, 
influenciam no progresso da perfuração, que se chama de taxa de penetração. 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 15 
O descontrole dessa propriedade, juntamente com o gel do fluido, ocasiona problemas 
sérios como: Obstrução do anular, formação de fundo falso, redução de taxa de penetração, 
alargamento do poço, prisão da coluna, perda de circulação, etc. 
Para os fluidos de perfuração assume-se o modelo de Bingham, o qual postula que 
uma determinada tensão deve ser aplicada para iniciar o fluxo (limite de escoamento) e, acima 
dessa tensão, o fluido se comporta como Newtoniano, isto é, Tensão cisalhante (T) 
proporcional a taxa de cisalhamento (TC). 
Alguns fluidos de perfuração são tixotrópicos, isto é, adquirem um estado semi-rígido 
quando estão em repouso e quando em movimentam apresentam fluidez. A força gel é um 
parâmetro de natureza reológica que indica o grau de gelificação devido à interação elétrica 
entre partículas dispersas. 
A força gel inicial mede a resistência inicial para colocar o fluido em fluxo. A força 
gel final mede a resistência do fluido para reiniciar o fluxo quando este fica um certo tempo 
em repouso. A diferença entre elas indica o grau de tixotropia do fluido. 
 
 Parâmetros de filtração 
 
Devido à pressão da coluna de fluido ter que ser maior que a pressão de poro de 
formação, para evitar o influxo dos fluidos contido nas rochas, o fluido de perfuração deveria 
invadir continuamente as formações permeáveis, se não houvesse o depósito de um reboco, 
que é a capacidade do fluido de perfuração em formar uma camada de partículas sólidas 
úmidas, sobre as rochas permeáveis expostas pela broca, e é de fundamental importância para 
o sucesso da perfuração e da completação do poço. 
Quando existem partículas sólidas com dimensões adequadas, a obstrução dos poros é 
rápida e somente a fase líquida do fluido de perfuração, denominada filtrado, invade a 
formação. 
O controle do filtrado torna-se crítico em casos de formações de folhelhos sensíveis a 
água; esses folhelhos desenvolvem pressões devido ao inchamento pelo contato com a água, 
causando desmoronamento e alargamento do poço. Em formações permeáveis o depósito de 
um reboco muito espesso causa redução acentuada do diâmetro do poço, além do que, um 
reboco espesso facilita a prisão por pressão diferencial. 
Para formar o reboco, deve haver o influxo da fase líquida do fluido do poço para a 
formação. Este processo é conhecido como filtração. É essencial que o fluido tenha uma 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 16 
fração razoável de partículas com dimensões ligeiramente menores às dimensões dos poros 
das rochas expostas. 
 Quando existem partículas sólidas com dimensões adequadas, a obstrução dos poros é 
rápida e somente a fase líquida do fluido, o filtrado, invade a rocha. 
O filtrado e a espessura de reboco são dois parâmetros medidos rotineiramente para 
definir o comportamento do fluido quanto à filtração. 
 
 Teor de sólidos 
 
O teor de sólidos, cujo valor deve ser mantido no mínimo possível, é uma propriedade 
que deve ser controlada com rigor porque o seu aumento implica aumento de várias outras 
propriedades (densidade, viscosidade e força gel) além de aumentar a ocorrência de 
problemas como desgaste dos equipamentos de circulação, fratura das formações devido à 
elevação das pressões de bombeio ou hidrostática, prisão da coluna e redução da taxa de 
penetração. 
O tratamento do fluido para reduzir o teor de sólidos pode ser preventivo ou corretivo. 
O tratamento preventivo consiste em inibir o fluido, físico ou quimicamente, evitando-se a 
dispersão dos sólidos perfurados. No método corretivo pode-se fazer uso de equipamentos 
extratores de sólidos, tais como tanques de decantação, peneiras, hidrociclones e 
centrifugadores, ou diluir o fluido. 
 
 Concentração Hidrogeniônica – pH 
 
O controle químico de alguns sistemas de fluido de perfuração baseia-se na 
determinação do pH (pH=- log [H+], onde [H+] é a concentração molar do íon H+). O pH dos 
fluidos de perfuração é geralmente mantido no intervalo alcalino devido a fatores, tais como: 
reduzir a taxa de corrosão e aumentar a eficiência dos dispersantes, bem como aumentar o 
rendimento das bentonitas. 
O pH dos fluidos de perfuração tem que ser mantido na faixa de 7 a 10, com o intuito 
de reduzir a taxa de corrosão dos equipamentos e evitar a dispersão das formações argilosas. 
 
 
 
 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 17 
 Alcalinidades 
 
A alcalinidade é determinada por métodos diretos de titulação volumétrica de 
neutralização, e esta leva em consideração as espécies carbonatos (CO3--) e bicarbonatos 
HC03- dissolvidos no fluido, além dos íons hidroxilas (OH-) dissolvidos e não dissolvidos. 
Se numa solução aquosa (no caso o filtrado do fluido) houver apenas OH-, então só se 
mede Pf; não havendo C03-2 nem HC03-, a viragem do metilorange se dá com a primeira gota 
de solução de H2S04 N/50. A medida em que o Mf cresce, tornando-se maior do que o Pf, a 
alcalinidade passa a ser devido a OH- + C03-2, a C03-2 + HC03- e, por fim, somente a HC03-, 
quando o Pf = O. Entre o Pf = Mf e Pf = O, várias relações entre o Pf e o Mf podem ser 
deduzida, cada uma sendo apropriada para fornecer a concentração de cada um dos radicais. 
Esse teste identifica a alcalinidade parcial do filtrado, alcalinidade da lama e 
alcalinidade total dofiltrado. 
 
 Teor de cloretos ou salinidade 
 
Este teste é feito por análise volumétrica de precipitação, por titulação dos íons 
cloretos. 
Os resultados obtidos com esses testes no campo são utilizados para identificar o teor 
salino da água de preparo do fluido, controlar a salinidade de fluidos inibidos com sal, 
identificar influxos de água salgada e identificar a perfuração de uma rocha ou domo salino. 
 
 Teor de bentonita ou de sólidos ativos 
 
O teste do azul de metileno ou MBT é uma análise volumétrica por adsorção que serve 
como inibidor da quantidade de sólidos ativos ou bentoníticos no fluido de perfuração. Este 
mede a capacidade de troca de cátion (CTC) das argilas e sólidos ativos presentes. 
 
2.4 Classificação dos fluidos de perfuração 
 
O fluido de perfuração é classificado de acordo com a composição, baseado no 
constituinte principal da fase contínua ou dispersante e são eles: fluido a base de água, fluidos 
a base de óleo e fluidos a base de ar ou de gás, neste relatório vamos nos deter ao fluido de 
perfuração base água, que foi o trabalhado durante o estágio. 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 18 
 
 Fluidos a base de água 
 
A definição de um fluido a base água considera principalmente a natureza da água e os 
aditivos químicos empregados no preparo do fluido. A proporção entre os componentes 
básicos e as interações entre eles provoca sensíveis modificações nas propriedades físicas e 
químicas do fluido. Conseqüentemente, a composição é o principal fator a considerar no 
controle das suas propriedades. 
A água é a fase contínua e o principal componente de qualquer fluido à base de água, 
podendo ser doce, dura ou salgada. A água doce não precisa de tratamento prévio, pois não 
afeta o desempenho dos aditivos empregados no preparo do fluido, sua salinidade é inferior a 
1.000 ppm de NaCl equivalente. 
A água dura tem a presença de sais de cálcio e magnésio dissolvido, onde estes 
apresentam concentrações capazes de alterar o desempenho dos aditivos do fluido de 
perfuração. 
A água salgada possui salinidade superior a 1.000 ppm de NaCl equivalente e pode ser 
natural, como a água do mar, ou pode ser salgada com a adição de sais como NaCl, KCl ou 
CaCl2 A água tem a função de prover o meio de dispersão para os matérias coloidais , estes 
controlam a viscosidade, limite de escoamento, forças géis e filtrado em valores adequados 
para conferir ao fluido uma boa taxa de remoção dos sólidos perfurados e capacidade de 
estabilização das paredes do poço. 
Os fatores a serem considerados na seleção da água de preparo são: disponibilidade, 
custo de transporte e de tratamento, tipos de formações geológicas a serem perfuradas, 
produtos químicos que comporão o fluido e equipamentos e técnicas a serem usados na 
avaliação das formações. 
Os sólidos dispersos em meio aquoso podem ser ativos ou inertes. Os sólidos ativos 
são materiais argilosos, cuja função principal é aumentar a viscosidade do fluido. A argila 
mais usada é a bentonita. 
Os sólidos inertes podem se originar da adição de materiais industrializados ou de 
detritos finos das rochas perfuradas. O adensante baritina é o sólido inerte mais comuns dentre 
os produtos comercializados Os sólidos inertes oriundos das rochas perfuradas são areia, silte 
e calcário fino. 
Os produtos químicos a serem adicionados ao fluido podem ser: 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 19 
• alcalinizantes e controladores de pH, como soda cáustica, potassa cáustica e cal 
hidratada; 
• dispersantes como o lignossulfonato, tanino, lignito e fosfato; 
• redutores de filtrado, como amido; 
• floculantes como a soda cáustica, cal e cloreto de sódio; 
• polímeros de uso geral para viscosificar, desflocular ou reduzir filtrado; 
• surfactantes para emulsificar e reduzir a tensão superficial; 
• removedores de cálcio e magnésio, como carbonato e bicarbonato de sódio; 
• inibidores de formação ativas, como cloreto de potássio, sódio e cálcio; 
• bactericidas, como paraformaldeído, composto organoclorados, soda cáustica e 
cal; 
Produtos químicos mais específicos, como anticorrosivos, traçadores químicos, 
antiespumantes, entre outros, também podem estar presentes. 
 A Tabela 2.1 abaixo apresenta a composição dos fluidos usado na Petrobrás (ATP-
ARG/IP) com seus respectivos códigos. 
 
CÓDIGO 
Tipos de 
Fluido CÓDIGO 
Tipos de Fluido 
1 Água do Mar 12 NaCl com Poliacrilamida 
2 Convencional 13 Milk Mud 
3 BTS 14 Espuma 
4 Nativo 15 Convencional com Asfalto e 
LCM 
5 NaCl com 
Polímeros 
16 Base Óleo Mineral 
6 Base Cal 17 Especiais para alta 
temperatura 
7 Disperso 18 Biopolímero Saturado 
8 KCL com Polímero 19 Catiônico 
9 Saturado 20 KCl com Poliacrilamida 
 10 Aerado 21 Biopolímero com Carbonato 
11 Base Óleo Diesel 22 Sintético (Éster ou Parafina) 
 
Tabela 2. 1 – Tipo de fluidos utilizados no ATP/ARG 
 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 20 
Composição dos tipos de fluidos usados: 
 
 Tipo 2 : Água Industrial, argila ativada e soda cáustica. 
Tipo 5 : Argila ativada, soda cáustica, amido, NaCl, CMC ADS, goma xantana e 
calcário 
Tipo 19: Água Industrial, Óxido de Magnésio, Goma Xantana, CMC BBV ADS, 
Amido Comum, Cloreto de sódio, Polímero Catiônico, Calcário Fino, Lubrificante, Preventor 
de enceramento e Bactericida. 
 
2.4 Controle de sólidos nos fluidos de perfuração 
 
O controle dos sólidos no fluido de perfuração é feito por um sistema de equipamentos 
extratores, buscando sempre manter o teor de sólidos adequados ao trabalho. Quando estes 
não são suficientes para esse controle, a ação corretiva implicará num custo adicional, pois 
uma nova formulação terá que ser feita, ou seja, um fluido novo será misturado para diluição. 
O não uso dos equipamentos ou a não correção do teor de sólidos implica na redução da taxa 
de penetração, problemas de ordem reológicas do fluido de perfuração, reboco de baixa 
qualidade, maior densidade equivalente de circulação, dano a formação, ameaça de prisão da 
coluna por diferencial de pressão elevado, desgaste de equipamentos, grande volume de 
resíduos gerados e maior custo global. 
Existe algumas recomendações que se forem seguidas auxiliam na solução de 
problemas provocados por sólidos, são elas: 
 Analisar os testes do fluido de perfuração, a fim de identificar a presença de 
um teor elevado de sólidos. 
 Verificar se os equipamentos extratores de sólidos instalados na sonda operam 
eficientemente. 
 Verificar se os equipamentos extratores de sólidos instalados na sonda operam 
em seqüência apropriada. 
 Verificar se os equipamentos instalados na sonda têm capacidade suficiente 
para remover sólidos numa taxa que permita trabalhar na faixa aceitável de teor 
de sólidos no fluido de perfuração. 
 Verificar qual o equipamento adicional necessário para resolver o problema 
 provocado pelo teor elevado de sólidos. 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 21 
PE
N
E
IR
A
S 
KELLY (HASTE 
QUADRADA) 
KATARINA 
DESLIZADOR DE CASCALHOS 
TUBOS PESADOS (HW) 
PE
N
EI
R
A
S 
COMANDOS 
 Determinar o custo diárioproveniente do uso de um equipamento adicional 
extrator de sólidos. 
 Determinar o custo diário proveniente do uso de um equipamento adicional 
extrator de sólidos. 
 Determinar o custo da diluição necessária para resolver o problema, sem o uso 
de equipamento adicional. 
 Comparar os custos determinados em nos dois itens anteriores. 
 Recomendar, se necessário, a instalação de equipamento adicional extrator de 
sólidos. 
 Caso seja instalado um equipamento adicional de sólidos, operá-lo por um 
período apropriado de tempo, repetir os testes com o fluido de perfuração e 
avaliar a eficiência do equipamento adicional instalado. 
 
2.5 Equipamentos extratores de sólidos utilizados em sonda de 
perfuração do ATP-ARG 
 
 Peneiras Vibratórias 
 
A peneira vibratória é a primeira 
barreira na retenção dos sólidos do fluido de 
perfuração que retorna durante a saída de 
cada ciclo de circulação. Dessa etapa os 
sólidos mais grosseiros são retidos, já que é 
mais fácil removê-los antes de passar pelos 
hidrociclones e centrifugadores. Ao lado 
apresenta-se uma figura esquemática com o 
percurso simplificado do fluido no poço 
quando se está perfurando. 
 
 Hidrociclones 
 A separação dos sólidos ocorre da seguinte 
forma: o líquido contendo a fração mais fina 
de partículas menores é descarregado através 
Figura 2. 1-Ciclo simplificado de fluido de 
perfuração 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 22 
do tubo cilindro central (overflow), o líquido contendo os sólidos mais grossos, é 
descarregado pelo underflow. 
Os cones hoje são feitos de poliuretano, este material quando expostos a altas 
temperaturas (150 e 175 º F) amolecem, fazendo com que haja a necessidade de substituí-los. 
A viscosidade do fluido, o teor de sólidos na alimentação, a pressão disponível na 
entrada do equipamento e o lay-out do percurso feito pelo fluido influencia de forma direta no 
desempenho do equipamento. 
Quanto menor a viscosidade (dentro do possível), maior o desempenho do 
hidrociclone. 
Uma grande concentração de sólidos na alimentação tem efeito negativo no 
desempenho. Com o hidrociclone trabalhando com descarga tipo “spray” o ponto de corte 
médio aumenta quando a carga de sólidos aumenta. Quando a carga de sólidos ultrapassa o 
ponto suportável pelo “underflow” o hidrociclone começa a descarregar em “forma de corda” 
e o ponto de corte médio aumenta drasticamente. A pressão recomendada pela maioria dos 
fabricantes e fornecedores de hidrociclones já está otimizada. A maioria dos hidrociclones no 
campo requer de 70 a 80 pés de fluido de pressão hidrostática. Os hidrociclones utilizados nas 
sondas são chamados de desareadores e dessiltadores. 
 
 
 Depuradores (MUD CLEANER) 
 
Este é composto por hidrociclones em série com uma tela fina que permite recuperar 
partículas, e é usado com fluidos de perfuração pesados. As partículas sólidas que esse 
equipamento remove são maiores que a baritina. Como ocorre no ciclone, parte do material é 
recuperada e parte é descartada, o recuperado retorna ao fluido reduzindo custos. 
Monta-se uma cobertura onde a tela está colocada, fazendo com que todos os sólidos 
descarregados pelos dessiltadores são retornados para o sistema de circulação. No caso de 
baritina ser adicionada ao fluido a cobertura dá lugar a tela fina. Esse equipamento reduz a 
perda da baritina dos fluidos pesados, no intuito de recuperar fluidos caros e reduzir descarte 
de poluente ao meio ambiente. 
 Decantador Centrífugo 
 
A função deste equipamento é separar sólidos de líquidos, é formado por um tambor 
Aspectos Teóricos Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 23 
cilíndrico-cônico, composto por uma seção cônica, que origina a chamada “praia” e uma ou 
vários secções cilíndricas conectadas, que origina a “piscina”.Um parafuso transportador que 
fica dentro do tambor rotativo. 
É possível ajustar a profundidade do líquido no tambor, o nível da piscina terá um 
efeito sobre a eficiência de separação, pois ele afetará as áreas secas e molhadas da praia, bem 
como a secagem dos sólidos e a habilidade física do parafuso em transportar os sólidos para o 
tambor. 
A medida do teor de areia num fluido nos dá um parâmetro de avaliação dos 
equipamentos extratores de sólidos da sonda, e serve como uma medida de abrasividade do 
fluido. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO 4 
 
 METODOLOGIA DE ANÁLISES 
 
 
 
 
Metodologia de análise Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração 
 
 
Klismeryane Costa de Melo – Setembro de 2008 25 
4 - Metodologia de análise 
 O monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração é feito 
de acordo com as metodologias descritas neste capítulo. Aqui serão descritos os métodos 
físicos e químicos para análises de fluido de perfuração base água. 
 As análises que serão descritas neste documento estão de acordo com o Manual de 
Laboratório de Fluido, Programa de Trainees Petrobras – 2002, Químico de Petróleo Junior. 
4.1 Métodos Físicos 
4.1.1 Determinação da “VISCOSIDADE” MARSH 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4. 1- Funil Marsh. Fonte: www.fann.com 
 
A Figura 4.1 mostra o funil Marsh que é um funil com as seguintes dimensões: 15,24 
cm (6”) de diâmetro na parte superior, 30,48 cm (12”) de altura. A metade da abertura 
superior é coberta por uma peneira de malha nº 10. O orifício inferior tem 4,76 mm (3/16”) de 
diâmetro interno e 5,08 cm (2”) de comprimento. A capacidade do funil até a marca superior é 
de 1500 cm³. 
 
PROCEDIMENTO DE ANÁLISE 
• Se segura o funil em posição vertical, obstruindo o orifício de descarga com o dedo 
indicador; 
• verta-se, através da peneira, a amostra de fluido tomada em qualquer ponto onde ela 
esteja em agitação, até que o nível da mesma fique rente à parte inferior da tela da 
peneira; 
• imediatamente, retira-se o dedo do tubo de descarga e, com o auxílio de um 
cronômetro, observa-se o tempo, em segundos, necessário para que escoe um (01) litro 
de fluido para um recipiente graduado; 
• a operação deve ser rápida para minimizar erros. 
• registra-se a “Viscosidade” Marsh em segundos/1000 cm³ de fluido. 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 26 
 
CALIBRAÇÃO 
• Verifica-se a precisão do funil Marsh com 1500 cm³ de água doce a 21ºC. O tempo de 
escoamento de 1000 cm³ de água deve ser de 28 ± 0,5 segundos. 
4.1.2 Determinação do teor de areia 
 
 
Figura 4. 2- Medidor de areia. Fonte: www.solotest.com.br 
 
A Figura 4.2 mostra o conjunto que registra o conteúdo de areia, presente no fluido, 
em percentagem volumétrica, composto por um tubo de vidro graduado em percentual 
volumétrico (0-20% v), um cilindro cônico, um copo cilíndrico com uma tela de peneira 
(malha 200 mesh). 
 
PROCEDIMENTO DE ANÁLISE 
• Verta-se o fluido, previamente passado através da peneira do funil Marsh, no tubo de 
vidro graduado até a marca indicada e depois se adiciona água até a referência 
superior; 
• obstrui-se a saída superior do tubo com o dedo e agita-se vigorosamente; Em seguida 
esvazia-se a amostra de fluido diluído através da peneira, lavando todo o resíduo no 
tubo com água. Lava-se a areia retida na peneira até eliminar os traços de fluido; 
• coloca-se o funilsobre a peneira e inverte-se o conjunto lentamente. Faz-se retornar a 
areia da peneira para o interior do tubo, através de jatos d'água; 
• após a deposição total da areia lê-se diretamente a percentagem em volume de areia. 
 
 
 
 
 
 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 27 
4.1.2 Determinação da massa específica 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4. 3 - Balança densimétrica. Fonte: www.fann.com 
A Figura 4.3 apresenta a balança utilizada para medição de densidade de fluido de 
perfuração no campo. O equipamento consiste de uma base e braço graduado com copo para 
amostra, tampa, fiel, cursor e medidor de nível. Possui quatro escalas de leituras: 
Densidade 0,72 - 2,88 
Massa Específica 6-24(lbm/gal) 
Massa Específica 45-180(lbm/ft3) 
Gradiente Hidrostático 310-1250 (“psi”/1000ft) 
PROCEDIMENTO DE ANÁLISE 
• Posiciona-se a base da balança em uma superfície lisa e nivelada; 
• enche totalmente o copo da balança com o fluido a ser testado. Se o copo inicialmente 
estiver molhado, despeje a primeira porção de fluido e volte a enchê-lo. Deve ser eliminado as 
bolhas de ar trapeadas no fluido. Para tanto, basta que se dêem alguns golpes no copo, até que 
desapareçam; 
• coloca-se a tampa enroscando-a, com um leve movimento de rotação, até que fique 
firmemente assentado no copo, certificando-se que uma pequena quantidade de fluido escape 
pelo orifício de purgação; 
• lava-se e seca-se o exterior da balança; 
• coloca-se a balança sobre a base e move-se o cursor até que a bolha do nível fique 
centralizada; 
• lê-se a massa específica e/ou densidade no lado do cursor que estiver mais próximo do 
copo coletor. 
• Registra-se a leitura da massa específica em lbm/gal ou de densidade com precisão de 
• 0,05 ou 0,005, respectivamente. 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 28 
 
CALIBRAÇÃO 
• Deve ser feito a calibração do equipamento frequentemente com água doce até 21ºC, 
que deverá dar uma leitura de densidade igual a 1,00. A aferição se faz retirando ou colocando 
esferas de chumbo no depósito especial que existe na extremidade do braço da balança. 
4.1.4 Determinação dos parâmetros de filtração BTBP 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4. 4: Filtro-prensa BTBP. Fonte: www.fann.com 
 
 
O equipamento consiste de um reservatório de fluido com capacidade aproximada de 
400 cm³, um meio filtrante (Papel de filtro Whatman nº 50 de 9 cm ou similar), um coletor de 
filtrado (proveta graduada) e uma fonte de pressão (cilindro contendo N2 ou CO2). O 
reservatório é constituído por uma célula, tampa superior fixada através de uma prensa, 
gaxetas, tela e uma base. A área exposta a filtração é de 7 pol². O controle de pressão é 
efetuado por uma válvula com registro (manômetro). A despressurização é feita através de 
uma válvula de escape. 
PROCEDIMENTO DE ANÁLISE 
• Assegura-se que todas as partes do filtro estejam limpas e secas e que as gaxetas não 
estejam gastas ou deformadas; 
• monta-se todas as peças da célula: a base, uma gaxeta, a tela, o papel-filtro, outra 
gaxeta e o corpo da célula; 
• preenche-se filtro com fluido até um centímetro da borda superior da célula e coloca-
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 29 
se o conjunto sobre o suporte central. Assegura-se que a tampa superior da célula tenha a sua 
gaxeta e tampa-se a célula, apertando-a com o parafuso; 
• com uma proveta graduada recolhe-se o filtrado na saída da célula. 
• fecha-se a válvula de escape e ajusta-se o regulador de pressão até obter 100 psi em 30 
segundos, no máximo. Marca-se o tempo e após 30 minutos, mede-se o volume de filtrado na 
proveta. Fecha-se a fonte de pressão. Elimina-se o gás confinado na célula através da válvula 
de escape, cuidadosamente; 
• retira-se a célula do suporte, despeja o fluido, desarma a célula, recolhe-se o pepal de 
filtro com o reboco, lave o mesmo com um leve jato de água e mede-se a sua espessura em 
1/32”. 
• registra-se o volume de filtrado em cm³, com aproximação de 0,1 cm³; 
• registra-se a espessura do reboco em 1/32” com aproximação de 1/64”. 
 
CALIBRAÇÃO 
• É necessário verificar, com freqüência, a exatidão dos manômetros. 
 
4.1.5 Determinação do teor de líquidos e de sólidos 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4. 5 – Retorta. Fonte: www.fann.com 
 
A Retorta, mostrada na Figura 5.5, destina-se a determinação dos teores de sólidos e 
líquidos existentes num fluido, através da destilação de uma amostra do mesmo. É constituído 
de um copo para amostra com capacidade de 10 cm³, uma câmara de aquecimento, um forno e 
um condensador. O destilado é coletado numa proveta graduada. A retorta é regulada por um 
termostato que permite manter, com segurança, a temperatura necessária para completa 
destilação da amostra de fluido. 
 
 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 30 
PROCEDIMENTO DE ANÁLISE 
• Retira-se a retorta do bloco isolante. Usando a espátula como desarmador,desenrosca-
se o depósito de fluido da retorta; 
• introduz-se uma palha de aço na câmara de evaporação; 
• coloca-se o depósito com o fluido a ser testado e coloca-se a tampa de aferição no 
depósito de fluido; 
• limpa-se bem a tampa, a rosca e o corpo externo do depósito, sem derramar o fluido; 
• enrosca-se o depósito na parte inferior da câmara de evaporação; 
• coloca-se a retorta na câmara isolante e fecha-se a tampa da câmara isolante; 
• coloca-se a proveta graduada sob a descarga do condensador; 
• por meio de fio elétrico, liga-se o aparelho a uma tomada de 115 volts C.A. e fecha-se 
o circuito elétrico. Ao fazer isto a lâmpada piloto deverá acender; 
• o tempo de destilação é de 35 minutos; 
• abre-se o circuito elétrico. Ao fazer isto, a lâmpada piloto deverá apagar; 
• deixa-se a retorta esfriar por 10 min. Após isso, retira-se a proveta e faz as leituras 
correspondentes aos volumes de água e óleo recuperados na proveta graduada. 
 Os resultados são obtidos em: 
 
% água = Volume de água x 10 
% óleo = Volume de óleo x 10 
% sólidos = 100-(% água + % óleo) 
4.1.6 – Determinação dos parâmetros reológicos e gelificantes 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4. 6 - Viscosímetro rotativo de cilindros co-axiais Fann mod. 35-a. Fonte: : www.fann.com 
 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 31 
A Figura 4.6 mostra um aparelho projetado para medir propriedades reológicas e 
gelificantes de líquidos. Este modelo possui 6 (seis) velocidades e é usado tanto em 
laboratório como em sondas de exploração. Possui um motor 50 Hz e 115 volts, uma 
combinação rotor-bob-mola de torção que permite medidas de taxa de cisalhamento da ordem 
de 5,11 a 1022 s-1 e tensão de cisalhamento da ordem de zero a 1533 dynas/cm². Outras 
combinações permitem avaliações da ordem de 0,707 a 3252 s-1 e de zero a 131.520 
dynas/cm² de taxa de deformação e tensão de cisalhamento, respectivamente. 
PROCEDIMENTO DE ANÁLISE 
• Agita-se o fluido a ser testado no misturador Beach durante 5 min em velocidade alta 
(18.000 RPM); 
• coloca-se o fluido no copo do viscosímetro até a sua marca e posiciona-se o mesmo nabase do equipamento. Eleva-se o copo até que o nível do fluido coincida com a marca no rotor 
e fixa-se com o parafuso; 
• liga-se o motor acionando o interruptor para a posição HIGH e certifica-se que o 
seletor de engrenagens esteja na posição inferior; 
• faz-se a leitura que corresponde a 600 RPM, após 1 min de operação; 
• procede-se conforme diagrama na parte superior do equipamento para seleção de 
velocidades e registra-se os valores de deflexão após 1 min de agitação para 300, 200, 100, 6 
e 3 RPM; 
• coloca-se o equipamento a 600 RPM por 2 minutos. Imediatamente muda-se a 
velocidade para 3 RPM; desliga-se o motor e após 10 segundos de repouso liga-se o aparelho 
a 3 RPM ao mesmo tempo em que observa-se o ponto máximo atingido pela escala, valor este 
denominado força gel inicial; 
• repere-se os dois últimos itens, entretanto, para um tempo de repouso de 10 min. A 
deflexão máxima obtida para esta nova condição é denominada força gel final. 
• registra-se os valores das deflexões, em graus, para cada velocidade do equipamento; 
• registra-se os valores das forças géis, em aproximadamente 100 lbf/pe², seguindo o 
procedimento anteriormente descrito. 
 
CALIBRAÇÃO 
 
• O aparelho deve ser calibrado periodicamente, empregando-se uma mistura de 
glicerina e água pura na temperatura ambiente ou através do calibrador mecânico 
padronizado. 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 32 
4.2 - MÉTODOS QUÍMICOS 
4.2.1. - DETERMINAÇÃO DO pH COM PAPEL INDICADOR 
 
MATERIAIS 
 
Jogo de papel indicador com escala de cores variadas para comparação. 
 
PROCEDIMENTO DE ANÁLISE 
 
• Toma-se um papel indicador com escala apropriada; 
• posiciona-se o papel na superfície do fluido ou umedece o mesmo com uma gota do 
filtrado do fluido; 
• após um minuto, aproximadamente, a tira de papel deverá ter mudado de cor, afetada 
pela alcalinidade do fluido ou do filtrado; 
• compara-se a cor do papel indicador com a carta colorimétrica correspondente; 
• se a cor não corresponder à escala calorimétrica da série escolhida, dever-se-á repetir a 
operação com outra série. 
• registre-se o pH aproximado a 0,5 ou a 0,2 unidades, conforme a escala do papel 
indicador usado. 
 
Nota: O papel indicador dá resultados falsos em fluidos com alta concentração de sal. Para 
este caso, utiliza-se o método potenciométrico, quando o fluido contiver mais de 10,000 ppm 
Cl. 
4.2.2 DETERMINAÇÃO DAS ALCALINIDADES: Pm, Pf e Mf 
(Fluidos à Base Água) 
 
 A alcalinidade de um filtrado à base de água ou de uma água provém de um ou mais 
dos seguintes agentes químicos: 
I – HO- - Hidróxido 
II – CO3= - Carbonato 
III - CO3H- - Bicarbonato (% Borato + Silicato, etc) 
 A medida da alcalinidade pelo pH fornece as concentrações dos sais dissolvidos porém 
não indica quanto de cada um dos radicais acima. Para isso, recorre-se à titulação com o ácido 
sulfúrico em meio contendo um indicador apropriado. Para a água incolor, os indicadores são: 
fenolftaleína e metilorange; se a água ou filtrado estiver corado, por exemplo, devido a 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 33 
lignossulfonato, utiliza-se o azul de bromofenol em lugar de metilorange; em último caso, 
usa-se o vermelho de metila em lugar dele. 
 
TIPOS DE ALCALINIDADES 
 Na prática, determinam-se as seguintes alcalinidades: 
I – do filtrado à fenolftaleína – Pf 
II – do filtrado ao metilorange – Mf 
III – do fluido à fenolftaleína – Pm 
 Se numa água houver apenas HO-, então só se mede Pf ; não havendo CO3= nem 
CO3H-, a viragem ao metilorange se dá com a primeira gota de solução de H2SO4 N/50. A 
medida que o Mf cresce tornando-se maior que o Pf , a alcalinidade passa a ser devida a HO- + 
CO3= , a CO3= + CO3H- e, por fim, somente a CO3H- , quando o Pf =0. Entre o Pf =Mf e Pf =0, 
várias relações entre o Pf e o Mf podem ser deduzidas, cada uma sendo apropriada para 
fornecer a concentração de cada um dos radicais. 
 As concentrações desses radicais são expressos em epm (equivalentes partes por 
milhão), ppm, mg/l e em g/l, conforme a conveniência. As alcalinidades geralmente são 
expressas em epm, usando-se cálcio como termo de comparação de equivalência. O peso 
atômico dele é 40 mol/g e o valor absoluto de sua valência é 2. Em termos de valências, 1Ca++ 
= 2HO- , 1Ca++ = 1 CO3 , 1Ca++ = 2CO3H- , por conseguinte, o equivalente de HO- em Ca++ é 
20, o equivalente de CO3= em Ca++ é 40, etc. 
 As combinações possíveis entre Pf e Mf estão no quadro 1. Os cálculos podem ser 
efetuados utilizando as fórmulas contidas no quadro 2. 
 
 Resultados de 
Medidas 
 Interpretação 
 HO- CO3= CO3H- 
Pf = Mf Pf 0 0 
Pf < 1/2 Mf 0 2Pf Mf - 2Pf 
Pf = 1/2 Mf 0 2Pf 0 
Pf > 1/2 Mf 2Pf - Mf 2(Mf - Pf ) 0 
Pf = 0 0 0 Mf 
 
Quadro 1 
 
 As fórmulas apresentadas no quadro 2 são baseadas em que : 
• 1 epm HO- = 17 ppm HO- 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 34 
• 1 epm CO3= = 30 ppm CO3= 
• 1 epm CO3H- =61 ppm CO3H- 
 
e nas equivalências estequiométricas entre Ca++ , HO- , CO3= e CO3H- , anteriormente 
apresentadas. 
 
Resultados Íon Alcalinidade e.p.m Ppm 
Pf = Mf HO- Pf 20Pf 340Pf 
Pf < 1/2 Mf CO3= 2Pf 40Pf 1200Pf 
 CO3- Mf - 2Pf 20(Mf - 2Pf) 1200(Mf - 2Pf) 
Pf = 1/2 Mf CO3= 2Pf 40Pf 1200Pf 
Pf > 1/2 Mf HO- 2Pf - Mf 20(2Pf - Mf) 340(2Pf - Mf) 
 CO3= 2(Mf - Pf) 40(Mf - Pf) 1200(Mf - Pf) 
Pf = 0 CO3H- Mf 20 Mf 1200 Mf 
 
 
MATERIAIS 
• Cápsula de porcelana de 250 cm3 ; 
• 2 pipetas graduadas, uma de 1 cm3 e outra de 10 cm3; 
• Agitador de vidro; 
• Bureta; 
• Solução de H2SO4 N/50; 
• Solução indicadora de fenolftaleína 
 
PROCEDIMENTO 
• Meça 1 cm3 de fluido e coloque-o em uma cápsula; 
• Dilua com 50 cm3 de água destilada; 
• Adicione 3 gotas de fenolftaleína; 
• Titule com solução de ácido sulfúrico N/50, rapidamente; 
• Agite, continuamente, até que a cor da amostra passe do vermelho à cor original do 
fluido; 
• Ao volume da solução de ácido sulfúrico N/50, em cm3, se chama alcalinidade do 
fluido (Pm); 
• A alcalinidade do filtrado (Pf) se determina seguindo-se o processo anterior, tomando-
se 1 cm3 de filtrado 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 35 
 A determinação de “Mf” Alcalinidade do filtrado ao metilorange será feita do seguinte modo: 
• Determinado o Pf, adicionar à solução 2 a 3 gotas de solução de metilorange; 
• Continuar a titulação anterior com a solução de H2SO4 N/50 até viragem do amarelo-
alaranjado para o róseo; 
• Anotar o volume Vt de solução de ácido gasto na titulação, Vt em cm3; 
• Calcular o Mf como segue: 
• Mf =Vt , cm3 de H2SO4 N/50 
 
NOTAS 
1 – Se o filtrado se apresentar corado devido por exemplo, a tanino, a viragem em ambas as 
determinações pode ser afetada, particularmente no caso do metilorange. Neste caso, a 
determinação do ponto final poderá ser efetuada com um potenciômetro. O ponto final, para a 
determinação da alcalinidade Pf é tomado quando o potenciômetro acusar o pH 8,3; para o 
valor de Mf quando acusar o pH 4,3. 
2 – Em lugar do metilorange como indicador para determinação do Mf , podem ser usados: 
2.1 – azul de bromo-fenol a 0,1% em água destilada; 
 
2.2 - indicador misto, cuja composição é a seguinte: 
• Vermelho de metila........................................0,02g; 
• Verde de bromo-cresol...................................0,10 g; 
• Álcool, q.s.p...................................................100.0 cm3. 
 
 Com estes indicadores, a viragem é nítida, pelo que dispensa o uso do potenciômetro. 
A restrição que se faz é que estes indicadores são oxidáveis em presença de certas 
substâncias, tal como o ácido nítrico. 
Registrar-se as alcalinidades Pf e Pm, em cm3 de H2SO4 N/50. 
 
PREPARO DE SOLUÇÕES E REATIVOS 
Solução titulada de ácido sulfúrico N/50: Toma-se 1,2 cm3 de ácido sulfúrico concentrado e o 
dilui em matraz aferido (recipiente de vidro com um gargalo muito estreito e com marca de 
aferição) de 2000 cm3 com água destilada. Em seguida, titula-se com uma solução de NaOH 
0,1N, usando fenolftaleína como indicador. 
 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 36 
Solução Indicadora de Fenolftaleína:
 
 Pesa-se 0,4g de fenolftaleína q.p. Em seguida, dissolve-
se em 60 cm3 de álcool etílico a 95%, diluindo-se até 100 cm3 com água destilada. Filtra-se, se 
formar resíduo. 
 
 
Klismeryane Costa de Melo – Setembro de 2008 37 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO 6 
 
 CONCLUSÃO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 38 
6 - Conclusão 
 
 As propriedades dos fluidos de perfuração mostram as condições do fluido dentro do 
poço e seu monitoramento é de vital importância para um bom desempenho do mesmo 
durante a operação de perfuração. 
 
 O monitoramento dessas propriedades é feito por metodologia de análises simples, de 
fácil realização e interpretação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 39 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO 7 
 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
 
 
 
 
 
Klismeryane Costa de Melo – Agosto de 2008 39 
 
7 - Referências Bibliográficas 
 
ARAÚJO C. F.; Processamento de Lamas de Perfuração. Universidade Federal de Itajubá 
IEPG, 2003. 
 
DARLEY, H.C.H.; GRAY, G.R. Composition and Properties of Drilling and Completion 
Fluids. Fifth Edition, Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 1988. 
 
MACHADO, J. C. V. Reologia e Escoamento de Fluidos - Ênfase na Indústria do Petróleo, 
ed. Interciência, 2002a. 
 
MACHADO, J. C. V. Fluido de Perfuração. Programa Trainees Petrobras- UM-BA/ST/EP 
2002b. 
 
PETROBRAS. Manual de Fluidos de Perfuração. Rio de Janeiro, CENPES, 1991. 
 
THOMAS, J. E., organizador. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro: 
Interciência, PETROBRAS, 2001. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
javascript:PesquisaAutor();�
 Monitoramento das propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANEXO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Universidade Federal do Rio Grande do Norte 
Centro de Tecnologia 
Departamento de Engenharia Química 
 
Relatório de Estágio Supervisionado 
Empresa: 
 
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A 
PETROBRAS 
 
 
 
 
“Monitoramento das propriedades químicas e físicas 
dos fluidos de perfuração” 
 
 
 
 
 
 
 
Aluna 
Klismeryane Costa de Melo 
 
 
Orientador: 
Profo Dr. Everaldo Silvino 
 
Supervisor de Estágio: 
Eng. Químico Marcos Túlio Antunes Bezerra 
 
 
Agosto/2006. 
 
 
Relatório de Estágio 
Klismeryane Costa de Melo UFRN / DEQ-2006 
 
Klismeryane Costa de Melo 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Relatório de Estágio Supervisionado 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Natal/RN 
2006 
 
Relatório de Estágio 
 
Klismeryane Costa de Melo UFRN / DEQ-2006 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Relatório apresentado junto ao Departamento de Engenharia 
Química da UFRN como pré-requisito para obtenção do conceito na 
disciplina DEQ0330 – Estágio Supervisionado, visando a conclusão do 
curso de graduação em Engenharia Química. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Resultados e discussões Avaliação e modelagem reológica de fluidos de perfuração base água. 
 
Klismeryane Costa de Melo UFRN / DEQ-2006 
 
 
1. RESUMO 
 
O presente relatório final contempla as atividades realizadas no estágio supervisionado da 
aluna Klismeryane Costa de Melo desenvolvido no período de 04 de outubro de 2005 a 04 de 
Agosto de 2006 na Empresa Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS, na Unidade de Exploração e 
Negócios Rio Grande do Norte – Ceará (UN-RNCE), no setor de Intervenção em Poços (IP) do 
Ativo de Produção do Alto do Rodrigues (ATP/ARG). O mesmo intitula-se “Monitoramento das 
propriedades químicas e físicas dos fluidos de perfuração”, e este engloba o acompanhamento do 
processo de perfuração dos poços de petróleo nas áreas de Alto do Rodrigues (ARG) e Fazenda 
Porcinho (FP). No decorrer do estágio foi possível acompanhar operações normais de perfuração de 
poço, como manobra e circulação, revestimento, cimentação, perfilagem, testemunhagem, bem 
como inspeções de SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde), nas sondas de perfuração e 
completação. O relatório contempla principalmente o monitoramento das propriedades físicas e 
químicas do fluido de perfuração, através de testes feitos em laboratório. Após conhecer os 
parâmetros que influenciam as propriedades do fluido de perfuração, e dos seus aditivos torna-se 
possível monitorar e corrigir as propriedades adequadas do fluido. Foram analisadas as 
propriedades de fluido, tais como reológicas, gelificantes, viscosidade, filtrado, pH, alcalinidade, 
limite de escoamento, etc. O estagio foi supervisionado pelo Químico de Petróleo I Marcos Túlio 
Antunes Bezerra, Engenheiro da PETROBRAS e coordenado pelo Prof. Dr. Everaldo Silvino, 
professor do Departamento de Engenharia Química da UFRN, com uma carga horária de 750 horas. 
Este relatório é parte avaliativa da disciplina de Estágio Supervisionado, onde este tem um papel 
muito importante dentro da carreira acadêmica e profissional do aluno graduando, agindo de uma 
forma integradora entre aluno, empresa e universidade. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6 
 
Introdução 
1. HISTÓRICO DA EMPRESA 
A lei nº 2.004 assinada pelo presidente Getúlio Vargas em 1953 instituía o monopólio do 
petróleo com a criação da PETROBRAS encarregada de executar as atividades do setor petrolífero 
no Brasil em nome da União. 
As atividades foram iniciadas com o acervo do Conselho Nacional do Petróleo (CNP), e este 
era composto por: 
• Campos de petróleo com capacidade para produzir 2.700 barris por dia (bpd); 
• Bens da Comissão de Industrialização do Xisto Betuminoso; 
• Refinaria de Mataripe-BA (atual RELAM), processando 5.000 bpd; 
• Refinaria em fase de montagem, em Cubatão-SP (atual RPBC); 
• Vinte petroleiros com capacidade para transportar 221 mil toneladas; 
• Reservas recuperáveis de 15 milhões de barris; 
• Consumo de derivados de 137.000 bpd; 
• Fábrica de fertilizantes (Cubatão - SP). 
 
Ao longo de cinco décadas, tornou-se líder em distribuição de derivados no País, num 
mercadocompetitivo fora do monopólio da União, colocando-se entre as quinze maiores empresas 
petrolíferas na avaliação internacional. Detentora de uma das tecnologias mais avançadas do mundo 
para a produção de petróleo em águas profundas e ultra-profundas. 
Em 1997, o Brasil, através da PETROBRAS, ingressou no seleto grupo de 16 países que 
produzia mais de 1 milhão de barris de óleo por dia. Nesse mesmo ano foi promulgada a Lei n º 
9.478, que abriu as atividades da indústria petrolífera no Brasil à iniciativa privada. 
Com a lei, foram criados a Agência Nacional do Petróleo (ANP), encarregada de regular, 
contratar e fiscalizar as atividades do setor e o Conselho Nacional de Política Energética, um órgão 
formulador da política pública de energia. 
O Sistema PETROBRAS inclui subsidiárias - empresas independentes com diretorias 
próprias, interligadas à Sede. São elas as principais: 
• PETROBRAS Gás S.A - Gaspetro, subsidiária responsável pela comercialização do 
gás natural nacional e importado; 
• PETROBRAS Química S.A - Petroquisa, que atua na indústria petroquímica; 
• PETROBRAS Distribuidora S.A. - BR, na distribuição de derivados de petróleo; 
http://www2.petrobras.com.br/Petrobras/portugues/historia/index.htm##�
http://www2.petrobras.com.br/Petrobras/portugues/historia/index.htm##�
http://www2.petrobras.com.br/Petrobras/portugues/historia/index.htm##�
http://www.anp.gov.br/�
http://www.gaspetro.com.br/�
http://www.petroquisa.com.br/�
http://www2.petrobras.com.br/Petrobras/portugues/grupo/%20http:/www.br.com.br�
 
7 
• PETROBRAS Transporte S.A. - Transpetro, criada para executar as atividades de 
transporte marítimo e dutoviário da Companhia; 
• PETROBRAS Negócios Eletrônicos S.A., participa no capital social de outras 
sociedades que tenham por objetivo, atividades realizadas pela Internet ou meios 
eletrônicos. 
• PETROBRAS Comercializadora de Energia Ltda, que permite a atuação da 
Companhia nas novas atividades da indústria de energia elétrica no Brasil 
• PETROBRAS International Finance Company – PIFCO, criada com o objetivo de 
facilitar a importação de óleo e produtos derivados de petróleo. 
A Petrobras possui hoje 102 plataformas de produção, sendo 75 fixas e 27 flutuantes, 16 
refinarias, mais ou menos 30.380 Km em dutos e mais de 6 mil postos de combustíveis ativos 
(dados referentes ao ano de 2006). 
Com sede na cidade do Rio de Janeiro, possui escritórios e gerências de administração em 
importantes cidades brasileiras como Manaus, Salvador, Natal, Rio de Janeiro, Brasília e São Paulo. 
A empresa funciona com quatro áreas de negócios E&P, Exploração e Produção, 
Abastecimento, Gás & Energia e Internacional e duas de apoio; Financeira e Serviços, e as unidades 
corporativas ligadas de forma direta ao presidente. 
A empresa também atua em atividades no exterior como tecnologias, equipamentos, compra 
e venda de petróleo matérias e serviços, acompanhamento da economia americana e européia, 
operação financeira com bancos e bolsa de valores, recrutamento de pessoal especializado, 
afretamento de navios, apoio em eventos internacionais etc. 
Além de estar presente em diversos países da América (Argentina, Bolívia, Colômbia , 
Estados Unidos, México, Venezuela e Equador) e África (Angola, Nigéria, Líbia e Tanzânia), a 
PETROBRAS conta ainda com o apoio de seus escritórios no exterior como em Nova Iorque 
(ESNOR), e na China . 
Além disso, há o CENPES , o centro de pesquisas da PETROBRAS, que possui uma das 
mais avançadas tecnologias do mundo e é reconhecido internacionalmente pela sua grande 
competência. 
 
3 . A PRODUÇÃO DO RIO GRANDE DO NORTE 
 
São 15 municípios produtores de petróleo e gás natural no Rio Grande do Norte, com um 
investimento, de bilhões de dólares e um plano de desenvolvimento “Petrobras 2010 – 
Crescimento, Rentabilidade e Responsabilidade Social”. Esses municípios são: Alto do 
http://www.transpetro.com.br/�
http://www2.petrobras.com.br/energia/portugues/index.htm�
javascript:refinarias();�
http://www2.petrobras.com.br/Petrobras/portugues/perfil/per_index.htm##�
http://www2.petrobras.com.br/Petrobras/portugues/perfil/per_index.htm##�
http://www2.petrobras.com.br/Petrobras/portugues/perfil/per_index.htm##�
http://www2.petrobras.com.br/Petrobras/portugues/perfil/per_index.htm##�
http://www2.petrobras.com.br/Petrobras/portugues/perfil/per_index.htm##�
http://www2.petrobras.com.br/Petrobras/portugues/perfil/per_index.htm##�
http://www2.petrobras.com.br/portal/frame_ri.asp?pagina=/tecnologia/portugues/centro_cenpes/centro_cenpes.stm�
 
8 
Rodrigues, Apodi, Areia Branca, Assú, Caraúbas, Carnaubais, Felipe Guerra, Governadora Dix 
Sept Rosado, Guamaré, Macau, Mossoró, Pendências, Porto do Mangue, Serra do Mel e 
Upanema. 
Em 1943, tiveram início as pesquisas no Rio Grande do Norte. Alguns poços foram 
perfurados, mas mostraram apenas vestígios de óleo. 
Em 1966, em Mossoró jorrou o primeiro poço de petróleo, e este serviu com combustível 
para lamparinas da população pobre. 
Vinte anos depois, quando alguns estados já produziam petróleo com sucesso, foi 
descoberto o campo marítimo de Ubarana, em Macau-RN. 
A revista VEJA, de 10 de abril de 1974, noticiou a descoberta oficial da jazida de Macau, 
“(...) recentemente localizada, poderá, sozinha, dobrar o volume de reservas nacionais 
conhecidas”. Foi dito ainda que o projeto seguinte da Petrobras era abrir mais 1.223 postos de 
serviços e 120 filiais, “o que lhe garante já o domínio de mais de 35% do mercado nacional”. 
Em 1994 o Rio Grande do Norte atingiu a marca de 2º maior produtor de petróleo do Brasil; 
o 1º em produção terrestre. 
O Rio Grande do Norte e Ceará produzem cerca de 103 mil barris de petróleo por dia, 
sendo 85% dessa produção dos campos terrestres. Quatro milhões de metros cúbicos por dia, é a 
marca da produção do gás natural, com previsão de elevação para 6 milhões m3/d; têm 556 
quilômetros de oleodutos, 542 quilômetros de gasodutos e mais de 500 quilômetros de rede 
elétrica de alta tensão. 
As reservas provadas no Rio Grande do Norte e Ceará são de 401,2 milhões de barris de 
petróleo e 16,4 milhões de metros cúbicos de gás. Nessa região, no ano 2000, havia mais de 
4.000 poços perfurados em terra e mais de 200 no mar. 
Os principais clientes do petróleo do Rio Grande do Norte são as refinarias existentes em 
outros Estados do Brasil. O gás natural, o óleo diesel, o QAV, o Biodiesel e o GLP são consumidos 
pelos estados do Rio Grande do Norte, Ceará, Paraíba e Pernambuco. 
 
 
 
 
9 
Unidade de Exploração e Negócios Rio Grande do Norte – Ceará (UN-
RNCE) 
 
 
10 
5 ATIVO DE PRODUÇÃO DO ALTO DO RODRIGUES 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
O Ativo do Alto do Rodrigues tem como finalidade produzir petróleo de forma competitiva 
e rentável, buscando a melhoria continua dos processos. As suas principais atribuições são: 
 Operar poços, instalações de produção e sistemas de dutos e de utilidades; 
 Controlar e melhorar continuamente o desempenho dos sistemas operacionais; 
 Programar e executar os serviços de manutenção preventiva e corretiva de campo 
de inspeção de dutos e de equipamentos; 
 Dimensionar sistemas de elevação; 
 Executar a pré-operação e a partida de equipamentos; 
 Especificar e gerenciar contratos relativos à sua área de atuação, bem como 
planejar o suprimento para garantir a continuidade operacional. 
 Manter atualizados documentos legais relativos às instalações sob sua 
responsabilidade; 
 Executar as atividades de SMS; 
 Informar a realização da produção, injeção e descarte de fluidos. 
 
 
 
11 
6 INTERVENÇÃO EM POÇOS 
 
O estágio foi desenvolvido na área correspondente ao setor de intervenção em poços (IP), do 
Ativo do Alto do Rodrigues. Cabe a gerência do IP, intervir junto aos poços de produção de 
petróleo com o objetivo de manter a produção ou eventualmente melhorar a produtividade. As 
intervenções podem ser feitas comou sem a instalação de sondas, dentre as operações sem presença 
de sonda estão: substituição de válvula de gás lift, registro de pressão, abertura ou fechamento de 
sliding sleeves. Quando se faz necessário atuação de sonda, as intervenções visam corrigir falhas 
mecânicas na coluna de produção ou revestimento; restrições que ocasionam a redução da 
produtividade; produção excessiva de gás; produção excessiva de água; produção de areia e 
perfuração do poço para produção. 
Estas intervenções são classificadas como: avaliação, recompletação, restauração, limpeza, 
estimulação, mudança do método de elevação e abandono. 
 
 
Atividades desenvolvidas 
7 PRINCIPAIS ATIVIDADES 
 
 Abaixo temos as atividades realizadas no período de 04 de Outubro de 2005 a 04 de Agosto 
de 2006, e estas foram desenvolvidas em dois setores da empresa, que foram eles: Intervenção em 
poços e Operação do Estreito. O acompanhamento das atividades realizou-se com a orientação e 
supervisão de um Engenheiro responsável na ocasião. A escala de trabalho foi de quatro dias 
trabalhando 10 horas e três dias de folga, totalizando 40 horas semanais. 
 
 Reconhecimento de equipamentos utilizados em sonda de perfuração. 
 Acompanhamento de cimentação de poço de petróleo. 
 Acompanhamento de operações normais para se perfurar um poço, tais como: perfuração, 
conexão, manobra, circulação, revestimento, cimentação, perfilagem, movimentação da 
sonda (DTM). 
 Acompanhamento de operações especiais, tais como; pescaria, testemunhagem. 
 Acompanhamento de perfuração de poço direcional. 
 Controle de fluido de perfuração. 
 Controle de efluente de sonda de perfuração. 
 Simulação de escoamento de óleo, utilizando o PIPESIM em dutos na região do Estreito. 
 
 
12 
Neste relatório, como já foi dito anteriormente, iremos nos deter nas análises para controle e 
monitoramento do fluido. 
Durante a perfuração de um poço de petróleo, o fluido de perfuração tem que ser 
constantemente monitorado e controlado para preservar as propriedades dentro do que foi 
estabelecido no projeto (ver anexo). Esse monitoramento é feito com teste de laboratórios realizado 
em campo. Com base nos resultados obtidos o fluido recebe tratamento, a fim de retomar suas 
propriedades iniciais, garantindo assim um bom desempenho na perfuração, como já foi explicado 
anteriormente. 
O projeto de perfuração do poço (Ver anexo), chega na sonda de perfuração com todos 
os parâmetros físico e químico especificado. 
De acordo com a fase que se está perfurando temos um tipo de fluido envolvido e suas 
especificações determinadas. 
Os testes de laboratório com metodologia já descrita neste documento são realizados 
rotineiramente no fluido e sempre que se nota alguma alteração em suas propriedades. De 
acordo com os resultados obtidos no laboratório da sonda se aplica o tratamento para 
correções das propriedades que apresentam valores fora da faixa determinada no projeto. Os 
dados são relatados em um DFP (Dados de Fluido de Perfuração) e arquivados para eventuais 
consultas. 
 Serão mostradas logo abaixo, de forma ilustrativa, resultados de testes feito em um 
fluido, bem como os produtos químicos adicionados neste fluido para correção das 
Tabela 02: Faixa de Propriedades 
Especificadas no Projeto 
 
 
13 
propriedades que se mostraram fora da faixa especificada no projeto; 
Resultados obtidos em laboratório: 
 
HORA 00:05 06:00 14:30 
FASE 2 2 2 
VAZÃO (gpm) 250 250 250 
TIPO FLUIDO 5 5 5 
PROFUNDIDADE (m) 96 150 275 
P. ESPECIFICO (ppg) 9,4 9,5 9,5 
V. MARSH (seg) 65 58 48 
L 600 54 54 52 
L 300 35 34 31 
L 200 25 24 22 
L 100 18 17 15* 
L 6 8 8 5* 
L 3 6 6 4* 
GI/GF (lb/100pe²) 8/22 9/26 4*/13* 
FILT. API (ml) 4,8* 5,1* 5,3* 
pH \ Pf (ml) 11,5*/0,8 11*/0,6 11*/0,5 
CÁLCIO (mg/l) 820 480 380 
NaCl (mg/l) 49.500 46.200 42.900 
SÓLIDOS N. C. (%) 7,0 8,0 8,0 
ÁGUA (%) 93,0 92,0 92,0 
AREIA (%) 0,3 0,3 
VISC. PLASTICA (CP) 19 20 21 
LIM. ESC. (Lb/100pe²) 16 14 10 
Os valores que estão marcados com “*”, se apresentaram abaixo ou acima da faixa especificada no 
projeto. 
Tabela 03: Resultados obtidos com 
os testes de fluido 
 
14 
Aditivos para tratamento; 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
OBS: 
O amido funciona como controlador de filtrado, o CMC ADS (Carboxi Metil Celulose) 
funciona tanto como desfloculante do sistema como ajuda no controle do filtrado. A soda é 
alcalinizante, a barrilha serve como sequestrante de Ca++. A esponja de magnetida sequestrante de 
H2S (Ácido Sulfrídico). O sal da o contraste necessário à água da formação durante a perfilagem, 
pois, como esta água é doce, sua condutividade é aproximadamente igual a do óleo. 
 
A D I T I V O S 
 
CMC BV ADS TIPO 1 
SODA CÁUSTICA 
SAL FINO (NaCl) 
SODA CÁUSTICA 
CALCITA FINA 
AMIDO 
BARRILHA 
ESP. DE MAGNETITA 
BARITINA 
Tabela 04: Aditivos utilizados para correção 
das propriedades alteradas do fluido 
 
 
 
15 
Abaixo temos uma situação de fluido antes e depois de receber tratamento com anti-
espumantes. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Situação 1- Fluido apresentando espuma em sua superfície. 
Situação 2- Fluido após receber tratamento com anti-espumantes. 
 
 
Obs: 
Esses resultados de testes descrito nas páginas 28,29 e 30 neste documento é só um de vários feitos 
rotineiramente no campo. Essa é uma atividade de monitoramento com isso faz-se necessário fazê-la 
com uma certa freqüência, e estão sendo apresentados aqui de uma forma ilustrativa. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Situação 1 Situação 2 
 
16 
 
11. CONCLUSÕES GERAIS 
 
O estágio foi de suma importância no que diz respeito a construção do caráter profissional 
do estagiário. A vivência dentro da PETROBRAS mostrou uma realidade prática proporcionando 
adquirir conhecimentos não encontrados em sala de aula. 
A experiência de estar no campo foi ímpar, a área de atuação foi específica e podendo se 
adquiri novos conhecimentos dentro da Engenharia Química. A interação com profissionais tão bem 
capacitados proporcionou uma vasta gama de conhecimento no setor de petróleo. 
As atividades desenvolvidas proporcionaram uma prática e uma maior sensibilidade no que 
diz respeito a fluido de perfuração, bem como o acompanhamento de operações normais que se faz 
necessário ao se perfurar um poço de petróleo, sempre com a supervisão e orientação de um 
profissional da área explicando todo o funcionamento garantindo assim um rendimento maior na 
absorção das informações dadas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
17 
 
 
12. BIBLIOGRAFIA 
 
• Manual de Fluidos de Perfuração; DEPER, Departamento de Perfuração; 
Petrobras, Petróleo Brasileiro S.A. 
• Machado, José Carlos V. Reologia e Escoamento de Fluidos - Ênfase na Indústria 
de Petróleo; 2º Edição; Editora Interciência. 
• Thomas, José Eduardo; Fundamentos de Engenharia de Petróleo; 2º Edição; 
Editora Interciência. 
• Fox, Robert W., McDonald, Alan T.; Introdução à Mecânica dos Fluidos; 4º Edição; 
Editora LTC; Rio de Janeiro, 1995. 
• XAVIER, Getúlio Moura. Um Rio Grande e Macau: cronologia da história geral. 
Natal, 2005. 
• 
• 
www.anp.gov.br 
• 
www.petrobras.com.br 
www.petronet.com.br 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
http://www.anp.gov.br/doc/petroleo/sumario_canto_amaro.PDF�
http://www.petrobras.com.br/�
http://www.petronet.com.br/�
 
18 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Anexos 
 
 
 
 
 
 
19 
 
 
20 
 
 
 
21 
 
 
 
 
22 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
23 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
24 
 
 
 
 
	1 – Introdução
	- Aspectos Teóricos
	2.1- Perfuração de poços de petróleo
	2.2 Fluidos de perfuração
	Propriedades dos fluidos de perfuração
	Classificação dos fluidos de perfuração
	Composição dos tipos de fluidos usados:
	Tipo 5 : Argila ativada, soda cáustica,